книги / Расходомеры и счетчики количества веществ. Расходомеры обтекания, силовые, тепловые, оптические, ионизационные, ядерно-магнитные, концентрационные, меточные, корреляционные, вихре

рительного прибора пропорциональны частоте флуктуации ЭДС. Погрешность измерения расхода около ±6 % .

Для измерения расхода сыпучего диэлектрического материала служит емкостный преобразователь, переменная составляющая тока в цепи которого — следствие флуктуации отдельных компо­ нентов материала. При этом на нагрузочном сопротивлении воз­ никает переменное напряжение, которое и измеряется. Погреш­ ность измерения расхода ±5 % [гл. 13: 23]. Емкостные преобразо­ ватели применяют также для измерения концентрации нерастворенного газа в воде.

Во многих случаях для измерения расхода гранулированных или порошкообразных материалов при пневмотранспорте [34] при­ меняют также емкостные преобразователи расхода, воспринима­ ющие флуктуацию диэлектрической проницаемости смеси.

Для измерения концентрации жира, диспергированного в элек­ тропроводной эмульсии моющего состава при постоянном расхо­ де смеси, в одной зарубежной работе был применен кондуктомет­ рический преобразователь с двумя стержневыми электродами.

Приведенные примеры — простейшие случаи применения флуктуационного метода. Если же изменяются и расход, и концентра­ ция смеси, то надо помимо измерения интенсивности флуктуа­ ций соотношения фаз в контрольном сечении выполнять еще и другое измерение, позволяющее судить или о скорости, или о средней концентрации одной из фаз. Проще всего измерять ско­

241

концентрациях r\T . Средний размер частиц d = 330 мкм, плот­ ность песка 1,65 г^м3, диаметр трубы 28 мм.

Возможны и другие разновидности флуктуационного мето­ да, применяемые при измерении расхода нефтегазовых смесей (см. далее).

12.7. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАСХОДА ИЗМЕРЕНИЯ ТРЕХФАЗНЫХ И ТРЕХКОМПОНЕНТНЫХ ВЕЩЕСТВ

Трехфазное вещество, например газированная пульпа, — смесь твердой, жидкой и газообразной фаз. Так, пульпа после флотаци­ онных машин и сгустителей на обогатительных фабриках обычно содержит газ. Его объемное содержание (рг 2-6 % , а иногда и вы­ ше. Пренебрежение указанным газосодержанием в газированной пульпе может привести к большой погрешности измерения. Кро­ ме того, необходимо учитывать скольжение между отдельными фазами, имея в виду, что скорость vT твердой фазы меньше ско­

Средняя скорость vc и средняя плотность рс трехфазной смеси

где фт и фг — соответственно объемные концентрации твердой и газовой фаз; р^, Рг и рж — соответственно плотности твердой, газовой и жидкой фаз.

Откуда следует уравнение для определения концентрации твер­

Массовый расход твердой фазы QT м можно определить в зави­ симости от объемного расхода смеси QQ с по уравнению

Кроме измерения трехфазной смеси, надо измерять и трех­ компонентную двухфазную смесь, в частности сырую нефть, по­ ступающую из скважины. Ее жидкая фаза состоит из двух ком­ понентов: нефти и воды. Причем требуется знать расходы отдель­ ных составляющих смеси и прежде всего нефти и газа.

242

Измерение расхода трехфазных и трехкомпонентных ве­ ществ — достаточно сложная задача, для решения которой тре­ буется большее число измерительных приборов и более сложные измерительные схемы. Некоторые из них рассматриваются далее.

12.8.ИЗМЕРЕНИЕ ПЯТИ ПАРАМЕТРОВ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

ВДВУХ СЕЧЕНИЯХ ПОТОКА

На рис. 135 показана схема устройства для измерения расхода газированной пульпы серного концентрата, разработанная Львов­ ским политехническим институтом [6]. Схема включает пять из­ мерительных первичных преобразователей. Три из них — преоб­ разователи расхода 1, плотности 2 и давления 7 — установлены в сечении А —А. На достаточном расстоянии I от последнего в сечении В—Б размещены преобразователи расхода 3 и давле­ ния 4. Сигналы от всех пяти преобразователей поступают на вы­ числительное устройство б, на выходе которого имеется измери­ тель серного концентрата 5.

Разность между объемными расходами Q6—Qa в сечениях А —А и Б—Б зависит от расширения газовой фазы при уменьшении давления от ра до рб. Тогда при некоторых допущениях получим уравнение для определения концентрации газа (рг в сечении А —А

Фг = (Q6 - Qa)P6/Q a(Ра - Рь>-

Решая это уравнение совместно с уравнениями (84) и (85), полу­ чим выражение для определения массового расхода твердой фазы

®т. м = [Рт/(Рт - Рж)] [®а(Рс - Рж> + Свб " Qa)V (P a “ РбИ»

которое справедливо при отсутствии скольжения отдельных ком­ понентов, т. е. при равенстве их скоростей. Из этого уравнения следует, что QT м при известных плотностях рт и рж определяется путем измерения пяти величин: Qa, Q6, рс, ра, рб. Для учета отно­ сительного движения компонентов пульпы в вычислительном устройстве 6 предусмотрен особый блок. Поправка, вводимая им,

243

преобразователь плотности. Промышленные испытания всего ус­ тройства показали, что предельная приведенная погрешность из­ мерения QT м не превышает 4 % .

Возможно применение и несколько видоизмененной схемы, в ко­ торой в сечении Б—Б вместо второго преобразователя расхода устанавливается второй преобразователь плотности.

12.9.ИЗМЕРЕНИЕ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА, ПЛОТНОСТИ

ИКОНЦЕНТРАЦИИ ГАЗИРОВАННОЙ ПУЛЬПЫ

Внекоторых случаях для измерения расхода твердой фазы в газированной пульпе достаточно иметь лишь три преобразовате­ ля: объемного расхода пульпы, ее плотности и концентрации од­ ной из фаз. Такой метод разработан [3] во ВНИИгидроуголь. Объем­ ный расход Qc 0 определяется с помощью электромагнитного рас­ ходомера, а плотность смеси рс — с помощью радиоизотопного плотномера ПР-1024П, снабженного преобразователем положе­ ния движка реохорда в сигнал постоянного тока. Третий, кон­ дуктометрический преобразователь типа КК, разработанный во ВНИИгидроуголь, измеряет отношение сопротивления пульпы

ксопротивлению жидкой фазы. Такой способ удобен, когда твер­ дая фаза имеет значительно меньшую электрическую проводи­ мость, чем жидкость. Заметим, что пузырьки газа будут оказы­

вать на кондуктометрический концентратомер почти такое же воздействие, как и равные им по объему частицы твердой фазы. Поэтому концентратомер будет измерять объемную концентра­ цию жидкости срж или суммарную объемную концентрацию твер­ дой и газовой фаз <рт + <рг = 1 - срж.

Из уравнения (83) следует, что

Так как рг « рж, а (рг < 1, то с большой степенью точности рж + + сргрг » рж. Тогда предыдущее уравнение принимает вид

< ? Т . М ® С . О К Р с (Фт Фг) Р ж ) V T / V C -

Это уравнение лежит в основе метода, реализованного во ВНИИгидроуголь. В схеме предусмотрено введение поправки на отношение скоростей твердой фазы vTи смеси i?c. Отношение vT/vc принимается постоянным для данного вида пульпы. От скорости гидросмеси vc оно сравнительно мало зависит.

Вычислительное устройство суммирует сигналы плотномера рс и концентратомера (фт + фг) с учетом плотности жидкости рж,

244

преобразует эту сумму в частоту и затем в последовательность прямоугольных импульсов, частота которых умножается на сиг­ нал расходомера Qc с, предварительно также преобразованный в частоту. При настройке вычислительного устройства учитыва­ ются коэффициенты преобразования и принятое отношение поэтому счетчик показывает в тоннах количество прошедшего твердого вещества.

Система реализована на трубах диаметром 300 мм, при расхо­ дах газированной пульпы 800-1500 м3/ч, объемной концентра­ ции твердой фазы до 30 % и давлении 6,4 МПа. Основная по­ грешность измерения массы твердого вещества за время не менее 1 ч не превосходит ±3 % .

12.10.ПРИМЕНЕНИЕ НЕСКОЛЬКИХ РАСХОДОМЕРОВ

ССЕЛЕКТИВНЫМИ СВОЙСТВАМИ

ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНЫХ И МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ВЕЩЕСТВ

Имеются предложения [7] измерять расходы многофазных или многокомпонентных веществ с помощью нескольких последова­ тельно установленных расходомеров, обладающих селективными свойствами, и вычислительного устройства, определяющего на основе показаний этих приборов расходы отдельных компонен­ тов. Так, с помощью кориолисова, камерного и теплового расхо­ домеров, реагирующих соответственно на массовый QM, объем­ ный Q0 и тепловой ccQMрасходы (где сс — средняя теплоемкость 1 кг смеси), можно, зная плотности и теплоемкости отдельных компонентов трехфазного потока, например, состоящего из неф­ ти, газа и воды, определить их расходы. Точность такого опреде­ ления будет тем выше, чем сильнее плотности и теплоемкости отдельных компонентов отличаются друг от друга. Заметим, что теплоемкости воды и нефти отличаются почти вдвое.

При отсутствии надлежащего прибора для измерения массово­ го расхода QMиногда применяют вместо него расходомер другого типа. Так, в Грозненском нефтяном институте были проведены

245

опыты по применению шестеренчатого счетчика совместно с рас­ ходомером с диафрагмой для определения расхода отдельных компонентов воздуховодяной смеси. Погрешность определения суммарного объемного расхода последней с помощью шестерен­ чатого счетчика не превышала ±3 % . Имея значения Qc по пока­ заниям счетчика и перепада давления Ар на диафрагме, опреде­ ляют по формуле (см. кн. 1) расходную плотность смеси при к - 1, после чего находят

Qo = kaFoj2bp/Pc.p,

где к — поправочный множитель, зависящий от Р0, Ap/pj, т и свойств веществ смеси; рс — расходная плотность смеси.

На рис. 136, д приведена зависимость к от |3 при различных т . Кривые 1-4 о т н о с я т с я к воздуховодяным, а 5 -6 — к нефтегазо­ вым смесям. С увеличением Р0 коэффициент к возрастает сначала незначительно, а потом все более стремительно, достигая макси­ мума при Рс = 0,95-Ю,98, после чего резко падает. По мере умень­ шения т)м, т. е. по мере увеличения р0, множитель к уменьшает­ ся. Множитель к тем больше, чем меньше т и чем больше Ар. Это связано с тем, что с увеличением Ар все сильнее проявляется раз­ ница ускорений в диафрагме между отдельными фазами.

Итак, вначале значение множителя k= 1. Потом находили газосодержание р0 по уравнению Р0 = (рж - рс р)/(рж - рг). Зная Р, по рис. 136, д находили к9затем — уточненное значение рс и да­ лее уточненное значение Рс. Так продолжали, пока разница меж­ ду соседними значениями Рс не стала меньше наперед заданной величины. Зная Q0 и Р0, находят объемные расходы жидкости (?ж

степени точности поправочного множителя к.

При испытании этого метода на нефтегазовой смеси выясни­ лось, что погрешность определения только объемного расхода смеси с помощью лопастного счетчика оказалась слишком высо­ кой, достигавшей ±5 % и более. Это можно объяснить тем, что растворимость газа в нефти, зависящая от давления, значительно больше, чем растворимость воздуха в воде.

12.11. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА МНОГОФАЗНЫХ СМЕСЕЙ С ПОМОЩЬЮ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА

Возможность применения ядерно-магнитного резонанса для измерения расхода жидкости, находящейся в многофазной сре­ де, основана или на существенном различии содержания прото­ нов в отдельных фазах, или же на сильном различии их времен релаксации (постоянных времени). Так, при небольших давлени­

246

ях газожидкостной или парожидкостной среды, когда плотность газа или пара мала по сравнению с плотностью жидкости, их вкладом в сигнал ядерно-магнитного резонанса можно пренеб­ речь. Влияние же протонов твердой фазы может не сказываться вследствие сильного различия времен релаксации [2].

12.12. ФЛУКТУАЦИОННЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА НЕФТЕВОДОГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

Нефтеводогазовый поток, идущий из промысловых скважин, — двухфазная трехкомпонентная смесь. Характерная структура та­ кого потока при наиболее часто встречающемся пробковом или, иначе, снарядном режиме течения показана [13,14] на рис. 136, а. Основная часть газовой фазы в виде отдельных пробок движется со скоростью vr. Флуктуация плотности смеси, вызванная движе­ нием этих пробок, имеющая частоту порядка нескольких герц, показана на рис. 136, б. Остальную часть потока занимает жид­ кая фаза, состоящая из нефти с включенными в нее неоднородно­ стями в виде капель воды и мелких газовых пузырей, движущая­ ся со скоростью иж. Флуктуация плотности смеси, зависящая от этих неоднородностей, имеет большую частоту, измеряемую де­ сятками герц (рис. 136, в). Суммарная флуктуация плотности потока показана на рис. 136, г. Измеряя с помощью плотномера низкочастотную флуктуацию плотности смеси, можно судить о скорости газовой фазы ит9 а путем измерения высокочастотной флуктуации — о скорости жидкой фазы иж. Для перехода к объем-

Рис. 136. Нефтегазовый поток при снарядном режиме течения: а — структура потока; б — флуктуация плотности потока, вызываемая не­ однородностями, находящимися в жид­ кости; в — суммарная флуктуация плотности потока; г — суммарная флук­ туация плотности потока; д — зави­ симость поправочного множителя k от газосодержания Р при различных т;

I — т = ОД; 2 — т = 0,2; 3 — т =0,3; 4 — т ~ 0,5; 5 — т - ОД; б — m = 0,425

247

ным расходам газа QT и жидкости QyK надо измерять еще сред­ нюю плотность смеси Qc в любом сечении потока. Имея рс и зная плотности жидкости рж и газа рг, найдем истинную объемную концентрацию газа фг

где S — поперечное сечение трубопровода.

На рис. 137 показана принципиальная схема устройства, по­ ясняющая реализацию рассматриваемого метода. С помощью ра­ диоизотопных или ультразвуковых преобразователей 1 и 3 изме­ ряются плотности потока в сечениях а—а и б—б, отстоящих друг от друга на расстоянии А1, а с помощью преобразователя 2 изме­ ряется средняя плотность рс в объеме, расположенном между этими сечениями. Если измерительная аппаратура настроена на изме­ рение только низкочастотных колебаний плотности (рис. 136, б), то скорость изменения плотности d pjd t в объеме между сечения­ ми а—а и б—б будет определяться уравнением

dpc/dt = ог (Дрд//ДО,

где ДрД£ = рб - ра — приращение плотности на пути AL Откуда определяем скорость газовой фазы vr

vr =(dpc/dt)/(Арм/Ы).

Аналогично определяем скорость жидкостной фазы иж, ес­ ли аппаратура отрегулирована на измерение только высоко­

частотных колебаний (рис. 136, в). Если с помощью преобразователя 1

измерять плотность в сечении а—а через интервал времени At, необходимый для перемещения среды из сечения а—а в сечение б—б, определяемый уравнени­ ем At = Al/vT>то найденное таким путем изменение плотности Дрде за время At будет равно изменению плотности Дрд/ на участке пути А1, т. е. Д£д, = Др^. Тог­ да предыдущее уравнение примет вид

248

сываемый далее. В этом случае отпадает необходимость в применении преобразователя 3.

Производная dpc/dt по времени от плотности в объеме между сечениями а—а и б—б пропорциональна производной d p jd t по времени от плотности в сечении а—а, т. е.

d p jd t = к (d p jd t),

где к — коэффициент пропорциональности, не зависящий от фор­ мы потока и его скорости.

Это равенство, справедливость которого экспериментально про­ верена для пузырькового, снарядного и дисперсно-кольцевого режимов течения, позволяет отказаться от преобразователя 2 и иметь лишь один преобразователь 1.

Из предыдущих двух уравнений следует, что

1>г = (* dpa/dt)/(ApAt/Al).

Учитывая знакопеременный характер флуктуаций плотности, целесообразно перейти к измерению средних квадратов всех ве­ личин, входящих в последнее уравнение. Тогда получим

v2r = [k(dPa /<й)/(дрд, /дед2.

Считая, что скорость потока не изменяется за время измере­ ния, имеем

При первом шаге итерационного процесса исходя из минималь­ но возможного значения скорости umin задаемся временем At = = At1 = AJ/Ai>min и измеряем соответствующее этому времени при­

ращение Дрд*. Подставляя это значение в уравнение (89) и имея измеренное значение (kdpjdt)2, найдем первое приближенное зна-

и время At2* Такую процедуру продолжаем, пока разница между

ше наперед заданного числа, определяемого из условия достиже­ ния требуемой точности измерения скорости пг. Таким же путем измеряется и скорость жидкости иж.

В гидродинамике газожидкостных потоков в зависимости от пространственного распределения жидкости и газа трубопровода для вертикальных восходящих потоков выделяют три основных структуры — пузырьковую, снарядную и дисперсно-кольцевую. Распределение жидкости и газа в потоке, соответствующие этим структурам, приведены на рис. 138 для нефтяных скважин.

ЦНИИ РТК в течение ряда лет (с 1978 г. и по настоящее вре­ мя) исследовались потоки продукции нефтяных скважин при во-

249

пузырьковый

донапорном режиме эксплуатации месторождений для различ­ ных геологических и климатических условий. В частности, ис­ следования проводились в Белоруссии (НГДУ «Речицанефть»), в республике Коми (НГДУ «Комитермнефть», Пермо-карбоновая залежь), в Казахстане (НГДУ «Комсомольскнефтъ»), в Западной Сибири (НГДУ «Ласьеганнефть»).

Обобщая полученные данные, можно утверждать, что в пото­ ках продукции нефтяных скважин при фонтанном способе добы­ чи нефти присутствуют все три структуры потока, сменяя друг друга во времени. В зависимости от перечисленных выше факто­ ров преобладает та или другая структура потока.

При механизированном способе добычи с точки зрения конт­ роля и измерений удобнее рассматривать две основные структу­ ры потоков продукции скважин. Первая структура преобладает

впродукции нефтяных скважин, оборудованных штанговыми глу­ бинными насосами. Для нее характерно чередование дисперсно­ кольцевой и пузырьковой структур потока. Периодичность чере­ дования структур зависит от производительности скважины, га­ зового фактора и обводненности продукции. Иначе говоря, в этом случае через трубопровод в течение большего или меньшего от­ резка времени (от долей до десятков минут) будет проходить

восновном свободный газ, жидкость будет течь частично в виде пленки по стенке трубопровода, частично двигаться вместе с га­ зом в виде диспергированных в нем капель. Пленка жидкости на стенке представляет собой эмульсию типа нефть в воде, капель­ ная жидкость в центральной струе газа — нефть. После этого пойдет эмульсия (нефть в воде или вода в нефти в зависимости от обводненности продукции), насыщенная пузырьками свободного газа. Затем опять пойдет газ с каплями нефти и пленкой жидко­ сти на стенке и так далее.

Вторая структура преобладает в продукции скважин, оборудо­ ванных погружными центробежными насосами. Для нее харак­ терно чередование снарядной и пузырьковой структур потока. Длина газового снаряда изменяется от единиц до десятков диа­ метров трубопровода. Следующие за газовыми снарядами жидкост­ ные пробки, насыщены пузырьками свободного газа и представ­

ляют из себя эмульсию типа вода в нефти или нефть в воде (в зависимости от обводненности жидкости). При скорости тече-

250